新一輪電力市場化改革轟轟烈烈，從“降電價”角度看，成績斐然。但從市場化改革的核心——競爭性電力市場建設角度看，進展并不明顯。

 

第一，大用戶“直接交易”有利無責。從遵循“交易自由、自負其責”這一市場經濟的基本法則來看，現行大用戶“直接交易”，有“雙邊交易”之形，無“雙邊交易”之實：一是發電企業能夠與之直接交易的大用戶，并非基于市場選擇，而是由地方政府確定，具有明顯定向優惠性質。二是沒有“平衡機制”。被準入的大用戶們得到了降價的好處，但不平衡的責任卻仍由其他用戶承擔。因此，這樣的“直接交易”達到一定規模后，必將不可持續。“直接交易”的合理歸宿，取決于電力交易模式的選擇。

 

第二，“售電側切入”被稱為此輪電力體制改革的最大亮點，但這一“亮點”并不符電力市場化改革的內在邏輯。因為售電側競爭的前提是批發競爭，未建批發市場而推動零售競爭，零售競爭就是無源之水、無本之木。所以，盡管各試點地區售電企業如雨后春筍般涌現，但直至今日，真正有電可售的仍如鳳毛麟角，各地“售電側改革”試來試去，最終還是以“直接交易”為主要內容。

 

第三，電力交易中心定位不清。既然建立跨省區域電力市場，為何每個省都建電力交易中心?這些省電力交易中心與區域電力市場是什么關系?如果這都沒想清楚，是不是在浪費公共資源?我國的“電力交易中心”，不應糾纏于“控股”問題，而應把重點放在合理布局與功能定位上。在已布局跨省區域電力市場的地區，不應再建“省級電力交易中心”。在合理布局基礎上，還應基于交易模式確定其功能及其與系統運行機構的關系。“電力交易中心”定位為公共機構較為適宜。據此，所有的場內交易(無論是電力庫模式的單一現貨市場，還是“雙邊交易”模式中的日前市場和平衡市場)，只應由一個機構組織，因而“電力交易中心”應與系統運行機構“合二為一”。

 

第四，電力市場建設的頂層設計并未得到應有重視。電力交易模式模糊不清、電力市場布局缺乏明確目標與實施路徑。

 

 

 

現行輸配電價政策是否與市場化方向相適應?目前來看，似乎很難得到肯定結論，二者之間反而有貌合神離之嫌。正在逐步推行的輸配電價仍是基于普通商品規制定價理論的寬泛概念。由于此輪改革尚缺乏清晰的競爭性電力市場藍圖，使所謂的輸配電價成為一種混同多種電網服務的“打包電價”(經濟學意義上的混同均衡，由于能夠分別定價的服務取決于未定的市場機制設計，因此還不宜使用捆綁定價的概念)，即將電網企業看作“黑箱”，一頭進去發電量，另一頭出來輸配電量，中間所需的除發電之外的各類系統服務都被包括在了輸配之中。遺憾的是，現行輸配電價政策顯然不是基于電力市場的電網服務定價理念，而是嫁接了普通自然壟斷行業的成本加成理念。現行輸配電價政策的定價是以傳統體制下電網企業定位為出發點，將系統和市場運營功能包括在了所有者功能之中，完全忽略了體制變化對電網企業功能和定位的可能影響，及由此導致的定價依據的變化。現行政策本質上并未體現電力行業和電力商品的特殊性。現行輸配電價政策與電力市場設計遠未有效銜接，很難稱之為電力市場化改革的一部分，最多是在完成自2002年以來應該但一直未完成的基本財務分離。

 

輸配電價政策的缺陷反映的是整個電改的問題。由于缺乏系統性設計和對各主要改革政策的綜合權衡、協調，輸配電價、市場交易、交易機構、售電側等改革實際上都是在各自為戰，其結果是隨著時間推移，各項改革均暴露出越來越多需要系統推進才能解決的問題，在某些領域，“退”和“進”甚至又重新成為討論的焦點，這不能不引起重視。更應該重視定價政策效果發揮所面臨的困難，以及對電力市場化進程的各類潛在影響，主要從三個方面考慮。第一，保持傳統電網投資激勵，政策推進面臨較大難度。第二，縮小競爭性市場設計的可選集合，制約改革路徑選擇。第三，適應經濟形勢變化需要，維持電力整體利益格局。

 

 

 

此輪電改新的方向，將是以市場為主導的電力交易模式。沒有了政府計劃，就得要讓機制實施有力、有效、可控。而有效機制的前提，是在把握方向的基礎上，讓電力市場充分發揮作用。把握方向，即是保證市場化的方式。

 

在具體領域，就需要讓市場規律發揮作用。比如可再生能源領域，我們需要明確“電力市場首先以市場為主”的理念，把可再生能源落實在電力市場的設計中。未來，當電力市場在運行中，不用額外的政策，就可以體現其優先權，讓光伏、風電、水電等能源根據不同特點，在市場交易中呈現出自己真正的價值，最終實現更多的消納。

 

電力行業作為能源領域的一個核心，與上下游存在著聯動作用。因此，只有堅持市場調節，才能以電力改革帶動能源行業改革，最終讓煤炭、石油、可再生能源等諸多環節進入良性循環中。當前，隨著電力市場推動逐漸深入，煤炭行業也已經反饋出很多市場化的信號。比如煤炭的價格、煤炭的供需、煤炭質量要求。

 

下一步，“接地氣”“市場化”帶來的新挑戰，將是監管。當前，電改相關的政策對于監管的要求非常明確，相對專業、相對獨立的管理方式，增加了管理的可信性和權威性。但我認為，監管是否有效，更大程度上取決于出手能否及時。在如何及時監管的問題上，美聯儲的經驗值得借鑒。

 

而電力市場的監管，應該從建立市場的初期同步進行，不能等到市場建立到一定成熟才出現。在監管的模式上，應當堅持相對獨立和有針對性的原則，不能籠統化，也不應過于強勢。無論是監管還是放松，兩者是相輔相成的。

 

 

 

新一輪電力體制改革持續至今，售電市場的放開令人矚目。實際情況是，在售電主體積極參與下，雖然大用戶直購電已經形成一定體量，但也暴露出很多問題，甚至可以用舉步維艱來形容。

 

“九號文”發布至今，相關部門出臺了很多配套文件，但在改革進行中，有三大矛盾不能回避，在各方博弈中，反而耽擱了電力體制改革的進程。

 

一是各級政府不同部門間不協同，如國家發展改革委內不同部門，地方政府的經信委、發改委之間的不協同等等。

 

二是中央政府和地方政府對改革目的、手段的理解存在差異。中央政府希望通過市場來配置資源;而地方政府理解僅僅是降電價，希望通過推動電力市場降價，改善投資環境，防止經濟下滑，而不是由市場形成價格，讓價格調節市場的供求關系。

 

三是電力企業與政府之間的博弈，前者希望形成國家與省級市場的架構，而后者則希望以區域市場為主;前者希望成立電網公司全資公司的交易機構，而后者希望成立股份制的交易機構。這些矛盾的本質是爭奪對電力資源配置的權利。事實上，交易機構是市場規則的執行者，不應該有任何利益相關方參股;對市場規則的訴求應在市場管理委員會上表達。如果我們在改革的初期，糾纏于交易機構的股權，可能整個改革跑偏、走彎路，而且不要給未來交易機構真正獨立留有后遺癥。是搞國家電力市場還是區域市場，應該尊重市場成員的選擇權和市場自然發育過程，哪一級市場交易量做大了，這個市場就形成了。當前我們不應糾纏于做市場的權利，而是應考慮如何讓市場盡快的動起來。

 

 

 

從具體執行來看，目前新電改似乎主要由地方政府來牽頭推進，現在看來存在一些問題。以省為基礎進行電力體制改革，主要成果通過交易電價大幅度下降，可能更傾向從地方自身利益、本地供需情況來考慮問題，希望把較低的電價轉移到當地實體經濟當中去，這與電力改革要打破省間壁壘的初衷可能背道而馳。不過，一旦電力供給緊張，或者煤價再大幅度上漲的話，地方政府會不會倒過來為市場化改革設置各種各樣的障礙?因此需要由中央進行有效的頂層設計，電改必須能夠推進協調區域之間的能源資源流動和配置，在這些問題上，有必要對地方主導的改革進行強制約束。地方電力改革不能各行其是，甚至可能是綁架電改，讓改革碎片化，必須要與中央的電力改革原則和頂層設計的精神保持一致，將地方經濟發展納入整體改革的大盤子統籌考慮，才能實質性推動改革進程，并真正享受到改革紅利。

 

 

 

電改急需應對的一個挑戰，是對電網企業的監管問題。

 

改革文件對監管要求說得太死了，“準許成本加合理收益”原則，本質上就是成本價格定價法，這種監管方法有一個出了名的壞處：只要核定的收益率比企業融資成本高，企業就有動機去借錢擴充資產，這會導致電網企業的資產不斷膨脹，降低其運行效率。這種監管辦法還會遭遇“準許成本”不可監管性挑戰。

 

目前來看，電力監管面臨著沒有法源、沒有人力、沒有資金的窘境，實際上就是“黔之驢”，根本沒有辦法對被監管對象形成威懾力。尤其是在電力這種專業性極強的領域，行標就是國標，企業不遵守規則的可能性更大。因此，將更多的激勵性監管措施引入電改、不斷完善相關法律法規、擴充監管力量、培育第三方獨立評估機構，是未來落實“管住中間”原則不得不進行的工作。

 

建立對電網企業成本和投資監管的體制機制。首先，大力加強輸配電監管能力建設。其次，開展輸配電成本激勵性監管試點。由于電力生產或輸配企業與電力價格監管部門之間信息不對稱，電力成本核算和監審面臨重大挑戰。從國際經驗看，“成本加成”定價法下，電力企業容易產生上下游利益輸送等問題。我國地區間電網建設步伐不一致，對電網投資的需求也存在差異，先在具備條件的地區探索開展輸配電成本激勵性監管試點切實可行。

 

再次，探索建立電網投資“準生證”制度。電網輸配電價格監審屬于事前監管，有效資產、準許收入、準入收益依賴于對監管期內投資、電量的預測。也就是說，未來輸配電成本的高低在很大程度上取決于當前的投資決策。

 

第四，建立電網非輸配電資產剝離機制。在改革輸配電價形成機制的過程中，電網企業輸配電成本的界定標準逐漸明確，與輸配電不相關的電網資產需要從電網企業剝離。為此，要完善輸配電成本核算制度、嚴格輸配電成本監審制度，減少可能發生的“利益輸送”。